王先洲 左洪國(guó) 夏景剛 黃紅亮 王景 王瑋

中國(guó)石油渤海鉆探第五鉆井工程分公司

冀東南堡灘海油田隨著勘探開發(fā)不斷深入，中深層沙河街、奧陶系油藏成為近年來的重點(diǎn)產(chǎn)能建設(shè)主力儲(chǔ)層［1-2］，水平位移 3 000 m 以上的大位移井不斷增加，摩阻扭矩大、井壁失穩(wěn)等因素制約著大位移井的應(yīng)用。通過對(duì)井眼軌道優(yōu)化、摩阻扭矩預(yù)測(cè)、排量泵壓預(yù)測(cè)、鉆具安全分析，提升了對(duì)大位移井鉆井實(shí)踐可行性的認(rèn)識(shí)。冀東油田部署了一口大位移井南堡13-1706井，開發(fā)奧陶系潛山油藏，通過多種技術(shù)的集成應(yīng)用，順利完成該井的施工任務(wù)，實(shí)鉆水平位移4 941 m。

1 井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)與井眼軌道設(shè)計(jì)

1.1 井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)

根據(jù)冀東南堡灘海油田的地層特點(diǎn)，考慮井眼軌跡的控制和鉆井工藝要求，減少長(zhǎng)裸眼井段鉆井液浸泡時(shí)間，縮短下部裸眼段的長(zhǎng)度，降低鉆具摩阻和扭矩［3］，有利于水平位移的更大延伸，南堡13-1706井采用五開井身結(jié)構(gòu)(見表1)。

表1 南堡 13-1706 井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)Table 1 Casing program of Well Nanpu 13-1706

1.2 井眼軌道設(shè)計(jì)

根據(jù)大位移井井眼軌道懸鏈線或準(zhǔn)懸鏈線理想剖面設(shè)計(jì)經(jīng)驗(yàn)［4］，綜合考慮施工難度、避開斷層、井壁穩(wěn)定和注采工藝要求等因素，剖面以簡(jiǎn)單、易控、安全為原則，在滿足工具造斜能力的條件下，優(yōu)選增斜率，降低摩阻和扭矩，優(yōu)選合理的剖面，減少定向控制井段。采用直-增-穩(wěn)-增-穩(wěn)-增-穩(wěn)的軌道設(shè)計(jì)，上部井段考慮軌跡平滑，增斜率設(shè)計(jì)為2.1～2.4 (°)/30 m，深部井段重點(diǎn)考慮深部增斜難、實(shí)鉆地質(zhì)對(duì)軌跡動(dòng)態(tài)調(diào)整的需要及造斜率與摩阻扭矩的關(guān)系等，設(shè)計(jì)為 3.0 (°)/30 m。通過對(duì)摩阻扭矩預(yù)測(cè)、鉆具動(dòng)態(tài)模擬優(yōu)選出最終井眼軌道設(shè)計(jì)(見表2)。

表2 南堡 13-1706 井井眼軌道設(shè)計(jì)Table 2 Trajectory design of Well Nanpu 13-1706

2 技術(shù)難點(diǎn)

(1)淺部大井眼段造斜，造斜率難控制；1 096.33 m穩(wěn)斜至5 313.40 m，穩(wěn)斜段長(zhǎng)，穩(wěn)斜效果難以保證；直-增-穩(wěn)-增-穩(wěn)-增-穩(wěn)的軌道設(shè)計(jì)，軌跡復(fù)雜；水平位移大，儲(chǔ)層需根據(jù)地質(zhì)要求調(diào)整軌跡，軌跡控制困難，摩阻扭矩大［5］，深部增斜，易造成嚴(yán)重托壓，滑動(dòng)鉆進(jìn)困難。

(2)一開、二開井眼尺寸大，鉆井液環(huán)空返速低；深部井段循環(huán)泵壓高，排量受限；井斜大，斜井段長(zhǎng)，易形成巖屑床，井眼清潔難度大。

(3)館陶組存在大段玄武巖、玄武質(zhì)泥巖，易水化膨脹、坍塌掉塊；東二—沙河街地層泥巖微裂縫發(fā)育，易發(fā)生硬脆性垮塌和水敏性垮塌［6］；大位移井施工工序復(fù)雜、周期長(zhǎng)，井壁長(zhǎng)時(shí)間浸泡易產(chǎn)生周期性垮塌。

(4)館陶組底部砂礫巖發(fā)育，易發(fā)生滲透性漏失；東營(yíng)組斷裂帶多，設(shè)計(jì)鉆遇9個(gè)斷層，易發(fā)生失返性漏失；揭開潛山及潛山鉆進(jìn)時(shí)，失返性漏失風(fēng)險(xiǎn)大；三開、四開套管下入深，環(huán)空間隙小，存在壓漏地層、憋漏地層風(fēng)險(xiǎn)。

(5)采油井、注水井密集，地層壓力異常，噴漏同存風(fēng)險(xiǎn)高。

(6)摩阻扭矩大，存在鉆具失效、設(shè)備超負(fù)荷、套管下入困難等施工風(fēng)險(xiǎn)。

(7)井底溫度180 ℃以上，對(duì)入井儀器抗溫性和鉆井液高溫穩(wěn)定性要求高。

3 施工能力評(píng)估

3.1 摩阻扭矩預(yù)測(cè)

摩阻和扭矩是大位移井施工的重要參數(shù)，很大程度上決定了水平位移的延伸長(zhǎng)度。經(jīng)分析該井四開井段為負(fù)荷最大井段，采用Landmark軟件對(duì)四開井段進(jìn)行摩阻、扭矩預(yù)測(cè)。

3.1.1 模擬條件

鉆具組合：?215.9 mm 鉆頭+?172 mm×1.25°螺桿+?203 mm欠尺寸穩(wěn)定器+?165 mm浮閥+?165 mm 無(wú)磁鉆鋌×2 根 (MWD)+?127 mm 加重鉆桿×15 根+?178 mm 隨鉆震擊器+?127 mm 加重鉆桿×6 根+?127 mm 鉆桿×3 000 m+?139.7 mm 鉆桿(?127 mm鉆桿為S135 級(jí)，壁厚 9.19 mm，內(nèi)徑108.61 mm； ?139.7 mm鉆桿為S135 級(jí) ， 壁 厚10.54 mm，內(nèi)徑 118.62 mm)。套管內(nèi)摩擦因數(shù) 0.25，裸眼段摩擦因數(shù)0.30；鉆井液密度1.35 g/cm3，塑性黏度24 mPa·s，動(dòng)切力10 Pa；設(shè)計(jì)滑動(dòng)鉆進(jìn)鉆頭扭矩2 kN·m，鉆壓50 kN；旋轉(zhuǎn)鉆進(jìn)鉆頭扭矩3 kN·m，鉆壓 80 kN。

3.1.2 模擬計(jì)算結(jié)果

四開井段扭矩最大為44.65 kN·m，考慮1.25的安全系數(shù)后最大扭矩55.81 kN·m，小于?127 mm S135-NC52鉆桿最小抗扭值83.9 kN·m，鉆具抗扭是安全的。起鉆最大拉力為 1 531 kN，?127 mm S135-NC52 鉆桿抗拉強(qiáng)度 3 311 kN，抗拉安全系數(shù)為2.16，鉆具抗拉是安全的?；瑒?dòng)鉆進(jìn)鉆具未發(fā)生屈曲，旋轉(zhuǎn)鉆進(jìn)滿足施工要求，為了保證施工安全，鉆壓盡量不超過80 kN；加強(qiáng)對(duì)鉆具的檢測(cè)、倒換，防止鉆具疲勞；控制鉆井液摩阻系數(shù)小于0.06，減輕滑動(dòng)鉆進(jìn)托壓現(xiàn)象。70型頂驅(qū)已不能滿足施工需求，需更換大功率頂驅(qū)。

3.2 排量及泵壓預(yù)測(cè)

在設(shè)定各井段鉆井液密度、井深及常規(guī)鉆具結(jié)構(gòu)情況下，軟件計(jì)算結(jié)果見表3。?311.1 mm井段，鉆速 5 m/h、井斜角大于 40°后，攜巖排量需要 60 L/s；?215.9 mm 井段，鉆速 5 m/h、井斜角大于 60°后，攜巖排量需要 32 L/s；?152.4 mm 井段，攜巖排量需要18 L/s，?311.1 mm 井眼泵壓達(dá)到 33.5 MPa以上，常規(guī)鉆井泵不能滿足施工要求。

表3 各井段排量、泵壓計(jì)算結(jié)果Table 3 Calculation results of displacement and pump pressure at each hole section

3.3 設(shè)備及鉆具升級(jí)

(1)對(duì)鉆井泵及高壓管匯升級(jí)改造，滿足大排量及高泵壓需要。將2臺(tái)1600H鉆井泵改造成高壓泵，另一臺(tái)鉆井泵更換為F2200H高壓泵。高壓管匯及水龍帶全部更換為52 MPa級(jí)別。新增VFD房一套，滿足電控要求。

(2)將頂驅(qū)更換為DQ90BSC型，工作扭矩可達(dá)到70 kN·m。

(3)將?127 mm鉆桿更換為S135內(nèi)平外加厚?127 mm大水眼新鉆桿，接頭及工具全部更新。

4 主要技術(shù)措施及應(yīng)用效果

4.1 井眼軌跡控制技術(shù)

4.1.1 一開直井段 (0～251 m)

一開井段采取“防斜打直”措施，采用PDC鉆頭+鐘擺鉆具結(jié)構(gòu)，鉆井參數(shù)控制為鉆壓40 kN，鉆速 70 r/min，排量 70 L/s，泵壓 5 MPa。井斜控制在0.5°以內(nèi)，為造斜段和穩(wěn)斜段的施工創(chuàng)造良好的條件。

鉆具組合：?660.4 mm SKW121C 鉆頭+?203 mm無(wú)磁鉆鋌×1 根+?203 mm 鉆鋌×2 根+?444 mm 穩(wěn)定器+?203 mm 鉆鋌×1 根+?139.7 mm 加重鉆桿。

4.1.2 造斜、穩(wěn)斜段

二開～五開井段，根據(jù)軌跡控制的要求，盡量選擇動(dòng)力導(dǎo)向鉆具組合，使用MWD控制井眼軌跡，做到井眼軌跡隨變隨調(diào)，確保井眼軌跡的圓滑，在滿足軌跡控制需要的基礎(chǔ)上盡量簡(jiǎn)化下部結(jié)構(gòu)，以達(dá)到降低施工載荷的目的［7-9］。

二開井段使用1.5°單彎螺桿，保證造斜率；三開、四開井段使用1.25°單彎螺桿，保證穩(wěn)斜效果，且具有一定的調(diào)整能力，潛山卡層前甩掉螺桿、儀器，簡(jiǎn)化鉆具；五開井段使用1.25°抗高溫螺桿，滿足抗溫需要。造斜、穩(wěn)斜段用加重鉆桿代替鉆鋌，以降低摩阻和扭矩；長(zhǎng)穩(wěn)斜段優(yōu)選穩(wěn)定器尺寸，保證穩(wěn)斜效果；鉆具加裝隨鉆震擊器，減少井下復(fù)雜和事故發(fā)生。

鉆進(jìn)中根據(jù)測(cè)點(diǎn)的井斜、方位以及鉆具的實(shí)鉆造斜率，預(yù)測(cè)井底的井斜和方位，分析井眼變化趨勢(shì)，及時(shí)調(diào)整鉆井參數(shù)，不斷優(yōu)化修正待鉆井眼軌道，盡可能多采用旋轉(zhuǎn)鉆進(jìn)，保證井眼軌跡圓滑。井斜超過30°后，堅(jiān)持每柱打完后倒、正劃眼兩次，每鉆進(jìn)200～300 m短起下一次，保證井眼平滑，及時(shí)破壞巖屑床。

4.1.3 軌跡控制技術(shù)實(shí)施效果

通過軌跡控制技術(shù)的實(shí)施，使該井的井眼軌跡得到了很好控制。上直段井斜0.5°以內(nèi)，位移1.6 m；一次增斜段全角變化率2.4(°)/30 m，最大全角變化率 3.42(°)/30 m；穩(wěn)斜段全角變化率 0.83(°)/30 m，最大全角變化率1.56(°)/30 m；二次、三次增斜段全角變化率 3.45(°)/30 m，最大全角變化率 4.7(°)/30 m。

4.2 降摩減扭技術(shù)

現(xiàn)場(chǎng)降摩減扭主要采取以下措施：(1)控制好井眼軌跡，使井眼軌跡圓滑，以降低摩阻和扭矩；(2)簡(jiǎn)化鉆具結(jié)構(gòu)，加重鉆桿替代鉆鋌，三開后使用?127 mm 鉆桿代替?139.7 mm 鉆桿，減小鉆柱與井壁的接觸面積；(3)強(qiáng)化固控設(shè)備的使用，及時(shí)清除有害固相，嚴(yán)格控制固相含量在13%以下，鉆井液含砂量小于0.2%；(4)每鉆進(jìn)200～300 m進(jìn)行短程起下鉆，隨井深、井斜和位移增加，每鉆進(jìn)100～150 m或不超過24 h進(jìn)行短程起下鉆；(5)保持鉆井液良好的流變性能，改善濾餅質(zhì)量，采用固液復(fù)合潤(rùn)滑方式，加入乳化渣油、極壓潤(rùn)滑劑、特制乳化瀝青和石墨，保持乳化渣油含量大于6%，極壓潤(rùn)滑劑含量大于3%，控制鉆井液摩阻系數(shù)小于0.06；(6)鉆進(jìn)中密切注意井下扭矩和動(dòng)載情況，對(duì)摩阻、扭矩跟蹤分析，拉力、扭矩異常增大時(shí)，采取提高鉆井液黏度、短起下、大排量循環(huán)、稠稀塞攜帶、加入攜巖劑攜砂、倒劃眼、常規(guī)鉆具通井等措施，保持井眼清潔；(7)在鉆頭200 m以上，加裝巖屑床破壞器，每4柱鉆具使用1根巖屑床破壞器，防止形成巖屑床；(8)現(xiàn)場(chǎng)對(duì)井眼清潔進(jìn)行實(shí)時(shí)跟蹤分析，確保井眼高度清潔［10-11］；(9)鉆具組合中加裝減磨接頭，降摩減扭，保護(hù)上層套管。

設(shè)備和鉆具的升級(jí)實(shí)現(xiàn)了三開鉆進(jìn)排量不小于 60 L/s，四開鉆進(jìn)排量不小于 32 L/s，泵壓最高達(dá)33 MPa，對(duì)井眼清潔發(fā)揮了重要作用。攜巖劑配制的段塞洗井液具有較好的井眼清潔效果，攜帶出的砂量明顯增加。巖屑床破壞器入井工作深度在5 280～5 967 m(井斜 57.5～82°)，入井后轉(zhuǎn)速?gòu)?60～80 r/min增至90～100 r/min，扭矩從37～44 kN·m降至29～35 kN·m。該井最多使用4個(gè)巖屑床破壞器，鉆井參數(shù)得到優(yōu)化，巖屑返出量增加，ECD監(jiān)測(cè)無(wú)明顯異常，起下鉆通暢。全井最大摩阻、扭矩段在?215.9 mm井眼段下部，最大扭矩達(dá)到56 kN·m，采取降摩減扭技術(shù)，保證了施工安全。

4.3 鉆井液技術(shù)

南堡13-1706井玄武巖、沙河街泥巖易垮塌，井斜、位移大，井底溫度高，鉆井液必須有良好的防塌性、攜巖能力和抗溫能力。根據(jù)冀東南堡灘海的地層特點(diǎn)和大位移井的特點(diǎn)，優(yōu)選出了不同井段的鉆井液體系。

(1)二開井段使用聚磺鉆井液體系，適當(dāng)提高黏切，保證鉆井液懸浮攜帶能力。鉆進(jìn)到預(yù)計(jì)斷層前加入1%～2%超細(xì)碳酸鈣、瀝青粉進(jìn)行封堵，提高地層承壓能力，出現(xiàn)滲漏，加入1%單向壓力封閉劑進(jìn)行隨鉆封堵。

(2)三開使用KCl強(qiáng)封堵鉆井液體系。保持KCl含量5%～8%；鉆至玄武巖前，及時(shí)調(diào)整鉆井液密度，控制 API失水 2.0～4.0 mL、HTHP 失水＜12 mL，防止水敏性垮塌；加入FT-342、特制乳化瀝青，提高鉆井液封堵防塌能力；保持鉆井液黏度55～60 s，動(dòng)塑比0.4～0.6 Pa/(mPa·s)，φ3讀值≥3，φ6讀值≥6，提高鉆井液懸浮攜帶能力［12-13］。

(3)四開使用KCl抗高溫強(qiáng)封堵低侵入鉆井液體系。保持KCl含量8%以上，加入0.5%～1.0%聚胺抑制劑，進(jìn)一步提高鉆井液抑制能力。加足抗高溫降濾失劑 SPNH、LHJS-3、DSP-II、SMP-II，控制API失水≤2 mL，HTHP 失水≤7 mL。使用陽(yáng)離子瀝青粉及特制乳化瀝青，強(qiáng)化封堵效果。引進(jìn)微納米封堵技術(shù)，加入3% HGW化學(xué)固壁劑、2%HSM膠束封堵劑，形成疏水結(jié)構(gòu)和憎水膜，減少鉆井液濾液侵入地層。5 200 m后控制鉆井液密度1.35～1.38 g/cm3，維持井壁力學(xué)穩(wěn)定。井斜角大于60°后，采用倒裝鉆具結(jié)構(gòu)，精細(xì)操作，避免導(dǎo)致井壁剪切致塌。控制鉆井液黏度 65～85 s，YP≥13 Pa，動(dòng)塑比0.5～0.8 Pa/(mPa·s)，φ3讀值≥6，以滿足井眼清潔的要求。每次短起下鉆到底后，用0.5%攜巖劑配制20 m3黏度 140～160 s、密度 1.50～1.60 g/cm3的重稠塞段塞洗井，避免或延緩巖屑床的形成。

(4)五開使用低固相抗高溫鉆井液體系。使用DSP-II、LHJS-3、FT-3000、SNPH降低鉆井液濾失量，加入高溫穩(wěn)定劑，提高鉆井液抗溫能力。控制鉆井液黏度 55～65 s，YP≥10 Pa，動(dòng)塑比 0.4～0.6 Pa/(mPa·s)。

實(shí)踐表明，所用的鉆井液具有良好的防塌性和攜砂能力，井底溫度達(dá)到180 ℃，鉆井液性能穩(wěn)定；館陶組玄武巖、玄武質(zhì)泥巖長(zhǎng)達(dá)1 000 m，東營(yíng)組、沙河街組大段泥巖長(zhǎng)達(dá)2 450 m以上，未發(fā)生井壁失穩(wěn)現(xiàn)象，起下鉆暢通；鉆進(jìn)中返砂正常，起下鉆開泵順利，無(wú)劃眼現(xiàn)象；下套管、固井順利。

4.4 套管安全下入技術(shù)

大位移井井身結(jié)構(gòu)復(fù)雜，大尺寸套管下入深；直井段淺，直井段套管重量輕，大斜度井段套管貼向井壁，摩阻大；扶正器數(shù)量的增加有利于套管居中，提高固井頂替效率，但扶正器外徑大于套管尺寸，固井時(shí)會(huì)增加環(huán)空流動(dòng)阻力。

根據(jù)套管扶正器安裝間距計(jì)算推薦方法，一般大斜度井大斜度油層段1剛2彈/3根，大斜度非油層段1彈/2根，小斜度非油層段1彈/3～4根。該井水平位移大，為了確保套管安全下入，減小環(huán)空流動(dòng)阻力，保證固井質(zhì)量，減少了扶正器下入數(shù)量。?244.5 mm 套管 4 000 m 至阻位，每 3 根套管加放1只剛性滾輪螺旋扶正器；其他井段作為填充段，不加扶正器。?177.8 mm尾管第1根套管加1只剛性扶正器，第2、第3根套管各加放1只彈性扶正器，4 725～4 900 m 井段每 3 根套管加放 1 只剛性扶正器，套管重合段每5根套管加1只剛性扶正器，技套鞋上下單根加1只剛性扶正器，懸掛器下部連續(xù)2單根各加1只剛性扶正器。

下套管前對(duì)套管下入摩阻進(jìn)行預(yù)測(cè)，從表4預(yù)測(cè)結(jié)果看出，可安全下入套管。

表4 下套管摩阻預(yù)測(cè)Table 4 Prediction of casing running drag

下套管前，用常規(guī)鉆具帶欠尺寸雙穩(wěn)定器通井，大排量循環(huán)，井底清洗干凈后，短起至套管鞋，驗(yàn)證裸眼段是否存在阻卡現(xiàn)象，井眼暢通后再下套管；通井循環(huán)時(shí)，采用 40 s稀漿和 130 s稠漿各 20 m3交替洗井，破壞巖屑床，再用0.7%攜巖劑配制25 m3稠漿攜砂，保證井眼干凈；通井起鉆前，用固、液潤(rùn)滑劑封閉裸眼段，進(jìn)一步降低摩阻系數(shù)；下完套管后，使用防塌降黏降濾失劑降低鉆井液黏度，保證固井質(zhì)量。

該井三開段最大井斜 59.55°，水平位移 3 111 m，?244.5 mm 套管下至井深 4 371.03 m，套管下入順利，固井質(zhì)量合格，水泥返高851 m。四開井段最大井斜 82°，水平位移 4 522.45 m，?177.8 mm 尾管順利下至5 965.50 m，固井質(zhì)量合格，水泥返至地面。

5 結(jié)論和認(rèn)識(shí)

(1)鉆井設(shè)計(jì)與現(xiàn)場(chǎng)一體化技術(shù)服務(wù)為大位移井的順利實(shí)施提供了強(qiáng)有力的理論和技術(shù)支持，合理的井身剖面和軌道設(shè)計(jì)以及對(duì)摩阻扭矩、管柱下入能力以及井眼清潔能力進(jìn)行全程分析預(yù)測(cè)，為大位移井的安全施工提供了保障。

(2)摩阻扭矩的有效控制是大位移井水平位移不斷延伸的關(guān)鍵，通過摩阻扭矩的精確預(yù)測(cè)和降摩減扭技術(shù)的應(yīng)用，采用常規(guī)鉆井技術(shù)優(yōu)化與集成完全可以實(shí)現(xiàn)水平位移5 000 m以內(nèi)的大位移井安全鉆進(jìn)。

(3)在KCl抗高溫鉆井液體系中，復(fù)配陽(yáng)離子瀝青粉、特制乳化瀝青、微納米化學(xué)固壁劑和膠束封堵劑，強(qiáng)化了鉆井液的封堵能力，保證了沙河街組易塌泥巖的井壁穩(wěn)定。

(4)采用巖屑床破壞器、攜巖劑、重稠塞攜砂、短起下、提高動(dòng)塑比和低剪切速率黏度等工藝技術(shù)，可有效解決大斜度井巖屑床清除問題，保證大斜度、大位移井井眼清潔。